600 MW超臨界機組深度調(diào)峰協(xié)調(diào)控制策略優(yōu)化

劉千，呂劍虹，張秋生，卓華

(1.國家能源集團新能源技術研究院有限公司，北京 102206；2.東南大學 能源與環(huán)境學院，江蘇 南京 210000)

近年來，隨著我國風電、光伏、地熱等各式可再生能源發(fā)電形式的興起和快速發(fā)展的持續(xù)態(tài)勢，可再生能源在電網(wǎng)中所占的比例呈現(xiàn)逐年快速增長的趨勢。由于風、光等自然資源本身的地域性、時間性和穩(wěn)定性等客觀問題，其發(fā)展已經(jīng)從以往的增量補充進入到大范圍增量替代和區(qū)域性存量替代階段。隨著可再生能源發(fā)電裝機容量的逐年提升，可再生能源的發(fā)電特點導致可再生能源消納、電力系統(tǒng)調(diào)峰問題，平衡調(diào)節(jié)能力提升需求越來越突出，制約著新型電力系統(tǒng)的構建和發(fā)展[1-2]。為了更多消納清潔能源電力，電網(wǎng)迫切要求火電機組承擔調(diào)峰任務，火電機組必須要提高運行靈活性，以適應電網(wǎng)調(diào)度要求[3]。提升火電機組靈活性運行能力，挖掘自身調(diào)峰潛力，不僅是解決當前新能源消納困境的有效途徑，也是延續(xù)火電企業(yè)生命周期，實現(xiàn)電力綠色轉型的必然選擇[4-6]。

我國電源結構決定了未來電源靈活性的主體仍以火電機組為主，機組靈活性改造的深度和廣度有待進一步提高，深度調(diào)峰能力有待進一步加強。為助力全國碳達峰、碳中和目標如期實現(xiàn)，2021年出臺的《全國煤電機組改造升級實施方案》明確要求：新建煤電機組和現(xiàn)役機組經(jīng)過靈活性改造后純凝工況調(diào)峰能力要求達到35%額定負荷(Pe)，熱電機組供熱期運行達到40%Pe調(diào)峰能力[7]。當前機組協(xié)調(diào)控制策略大多是針對50%Pe及以上設計、調(diào)試、運行，隨著負荷向35%Pe及以下繼續(xù)降低，當前協(xié)調(diào)控制策略已經(jīng)無法滿足機組運行需求[8-11]，需要根據(jù)機組深度調(diào)峰幅度、機組面臨的困難和短板情況進行針對性優(yōu)化，提升機組快速負荷響應、快速啟停機、深度調(diào)峰能力[12-14]，滿足電力系統(tǒng)對燃煤機組深度調(diào)峰運行工況下負荷調(diào)節(jié)范圍寬、運行響應速度快的調(diào)控需求，主動適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展，確保電網(wǎng)、機組安全穩(wěn)定運行。

1 超臨界機組深度調(diào)峰需求分析

燃煤機組的發(fā)展是以材料的發(fā)展、控制技術的提高、電力行業(yè)的發(fā)展需求為基礎，隨著社會整體用電量的不斷增長，總裝機容量的不斷上升，超臨界機組以其顯著的經(jīng)濟性逐步取代了亞臨界機組成為燃煤發(fā)電的主力機組。與常規(guī)亞臨界機組相比，超臨界機組鍋爐受熱面總吸收量和水冷壁、過熱器、再熱器、省煤器吸熱量比例都發(fā)生了很大變化，由于沒有汽包這種大型蓄熱容器，超臨界機組本身蓄熱能力不足，這直接影響超臨界機組響應電網(wǎng)負荷指令的能力。超臨界機組的可用蓄熱主要來源于鍋爐汽水流程中的金屬吸熱部件與汽水工質在熱交換過程中的熱慣性，金屬部件的比熱比汽水工質比熱要小很多，金屬部件蓄熱能力有限，因此超臨界機組的蓄熱能力主要來源于鍋爐水冷壁中、聯(lián)箱中汽水混合物的蓄熱。由于缺少了蓄熱體量大的汽包和下降管，超臨界機組蓄熱能力只有同容量汽包機組的三分之一左右，再加上超臨界機組工質參數(shù)較高，工質在蒸發(fā)段通過時間變短，進一步減弱了本來就不足的蓄熱能力。

隨著機組容量的增大，機組溫度、壓力等參數(shù)的提升，適應深度調(diào)峰工況運行對超臨界機組的燃燒組織、機組運行控制等方面都提出了更高要求[15]。深度調(diào)峰運行對機組在寬負荷范圍內(nèi)的主要參數(shù)調(diào)節(jié)品質提出了新的挑戰(zhàn)，參與調(diào)峰的機組，其接收電網(wǎng)的自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)指令相對頻繁，隨著機組負荷的降低，鍋爐燃燒滯后特性愈加明顯，低負荷運行工況下鍋爐側和汽輪機側能量匹配難度進一步加大。另外，超臨界機組低負荷運行時，機組受設備安全裕度的限制，變負荷能力急劇下降，尤其當運行在低負荷濕態(tài)區(qū)間時，超臨界機組以類亞臨界機組方式運行，對機組鍋爐、汽輪機和自動控制產(chǎn)生了較大的影響[16-17]，包括：影響鍋爐側燃燒穩(wěn)定、制粉系統(tǒng)的穩(wěn)定、水動力安全、脫硝系統(tǒng)運行安全、空預器低溫腐蝕及泄漏，影響汽機側末級葉片安全性、軸系穩(wěn)定性、汽機本體壽命，并對控制層面的干濕態(tài)機組運行控制、一次調(diào)頻響應、負荷響應速率、水冷壁安全防護等提出了挑戰(zhàn)[18]。常規(guī)負荷運行狀態(tài)下的協(xié)調(diào)控制策略已不能滿足機組濕態(tài)低負荷運行工況的需求，同時由于機組自身強耦合、多變量、非線性特點，運行中普遍存在煙氣流動偏差和介質流動偏差等現(xiàn)象，進一步加大了機組主蒸汽溫度、主蒸汽壓力控制精準的難度，制訂能夠滿足機組深度調(diào)峰運行工況下干態(tài)、濕態(tài)以及干濕態(tài)轉換過程中控制要求的協(xié)調(diào)控制策略就顯得尤其重要[19]。

2 深度調(diào)峰下機組協(xié)調(diào)控制分析

2.1 超臨界機組運行負荷區(qū)間分類

超臨界機組參與深度調(diào)峰過程中，當負荷下降到一定程度時，如果繼續(xù)降低機組負荷，此時給煤量持續(xù)下降，而給水流量出于保護水冷壁水動力安全的考量不再繼續(xù)下降，鍋爐燃煤提供的熱量不足以維持水冷壁出口工質應有的過熱度，此時汽水分離器內(nèi)水位建立，機組轉入濕態(tài)運行狀態(tài)，此時超臨界機組以類亞臨界汽包機組運行，鍋爐、汽輪機、脫硝、控制保護等子系統(tǒng)嚴重偏離設計工況運行[20]。機組從高負荷深度調(diào)峰到濕態(tài)運行過程中經(jīng)歷多個狀態(tài)的轉換，參數(shù)變化頻繁，幅度較大，干濕態(tài)運行過程中機組控制策略發(fā)生了根本變化，不同狀態(tài)階段機組的關注重點也各不相同[21]。按照深度調(diào)峰過程中機組最低穩(wěn)燃負荷點、干濕態(tài)轉換點這2個重要節(jié)點將超臨界機組全負荷段分為3個典型區(qū)間段：

a)最低穩(wěn)燃負荷至100%Pe區(qū)間。機組的最低穩(wěn)燃負荷決定了機組在不進行燃燒干預情況下所能維持負荷的低限，超臨界機組的最低穩(wěn)燃負荷一般在35%Pe左右，在這個運行區(qū)間，機組運行安全裕度較大，為了應對電網(wǎng)“兩個細則”的考核，一般不需要進行額外的設備改造，通過對機組已有控制邏輯的精細化調(diào)試即可滿足控制需求。

b)干濕態(tài)轉換負荷點至最低穩(wěn)燃負荷區(qū)間。如前所述，當超臨界機組深度調(diào)峰到一定低負荷時，汽水分離器出現(xiàn)飽和水，機組轉入濕態(tài)運行方式，機組經(jīng)歷干態(tài)到濕態(tài)的轉換過程，干濕態(tài)轉換負荷點一般在(25%～30%)Pe之間，此時機組負荷已經(jīng)低于最低穩(wěn)燃負荷，需要采取一定的穩(wěn)燃措施，比如投油或者投等離子等助燃手段；針對燃燒系統(tǒng)，采用優(yōu)化運行或者是通過旁路改造等設備改造手段來提高選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)脫硝系統(tǒng)入口煙溫，以保證脫硝系統(tǒng)正常運行；需采取大量的超馳控制邏輯，保證給水流量、凝結水流量等參數(shù)在合理控制范圍之內(nèi)，高、低壓旁路邏輯需進一步優(yōu)化以滿足機組干濕態(tài)轉換過程控制要求，反向轉換亦是如此。

c)濕態(tài)運行區(qū)間。當超臨界機組深度調(diào)峰至濕態(tài)低負荷運行工況時，原有的針對干態(tài)運行工況設計的協(xié)調(diào)控制策略已經(jīng)無法適用，需重點關注汽水分離器水位的波動，完善濕態(tài)工況下給水控制功能，改變機組協(xié)調(diào)控制策略。一般采用的方式是將給水控制與協(xié)調(diào)控制部分分離：給水控制主要維持分離器水位，保證最低給水流量；協(xié)調(diào)控制則由燃料量、汽輪機調(diào)門共同調(diào)節(jié)主蒸汽壓力和機組負荷。

2.2 深度調(diào)峰下協(xié)調(diào)控制分析

對于燃煤機組，保證機組運行過程中的能量平衡是組織好機組協(xié)調(diào)控制的關鍵。超臨界直流機組廣泛采用基于“爐跟機”的協(xié)調(diào)控制策略，以保證快速響應電網(wǎng)負荷指令變化的同時協(xié)調(diào)機組鍋爐側與汽輪機側間的能量平衡。這種能量平衡針對超臨界直流機組而言就是保持合理的水煤配比，維持不同負荷工況下機組給煤量和給水量之間的平衡[22]。保持合理水煤配比的協(xié)調(diào)控制策略適用于超臨界機組深度調(diào)峰過程中干濕態(tài)轉換點至機組滿負荷運行區(qū)間，策略采用中間點溫度或者中間點焓值控制來修正給煤量或者給水量的增量，補償鍋爐與汽輪機間的能量失衡，以減小主蒸汽壓力偏差，確保維持最佳的水煤配比，較為迅速地協(xié)調(diào)爐側和機側的能量平衡關系[23-24]。

當機組負荷進一步降低到最低穩(wěn)燃負荷及以下時，隨著機組負荷的降低，機組進入干濕態(tài)轉換過程直至處于濕態(tài)運行工況。此時機組被控過程的動態(tài)特性變化明顯，加上煤質、燃燒穩(wěn)定性、電網(wǎng)調(diào)度指令的頻繁變化等各種擾動因素的疊加，給熱工控制帶來了極大的困難和挑戰(zhàn)。采用“常規(guī)PID+前饋”的控制策略已經(jīng)不能滿足需求，從整體控制策略上來講，需要根據(jù)當前的機組被控對象特性引入預測控制等先進的控制技術，同時結合過程預測模型的建立、智能動態(tài)靜態(tài)水煤比綜合調(diào)配技術等來完成機組的有效控制。從具體實施上來看，當機組深度調(diào)峰至濕態(tài)運行工況，需要解決機組低負荷下穩(wěn)定燃燒、機組脫硫脫硝相關系統(tǒng)正常工作、機組干濕態(tài)轉換過程自動切換控制、機組濕態(tài)運行工況下的協(xié)調(diào)控制等一系列問題。干濕態(tài)轉換過程中通過開展主蒸汽溫度預調(diào)整、泵的切換、給水旁路運行等控制策略設計和控制邏輯組態(tài)調(diào)試，完成切換過程的全程自動運行。采用大量的超馳控制和智能控制策略，確保分離器水位的快速準確建立，啟動系統(tǒng)運行方式和給水控制模式與干態(tài)下的無擾切換，同時還要開展深度調(diào)峰運行工況下的控制與保護邏輯的定值優(yōu)化，低負荷運行狀態(tài)下AGC及一次調(diào)頻控制優(yōu)化，深度調(diào)峰下的機組滑壓運行優(yōu)化，脫硝自動優(yōu)化控制以及供熱機組所采用的高低壓旁路供熱控制優(yōu)化等技術研究，減少機組深度調(diào)峰過程中的手動操作、干濕態(tài)頻繁切換、機組參數(shù)劇烈波動等現(xiàn)象，提高深度調(diào)峰下機組運行穩(wěn)定性和安全性。

3 工程應用效果分析

某機組鍋爐為HG1950/25.4-HM15型超臨界變壓運行直流鍋爐，型式為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、緊身封閉、干排渣、全鋼構架、全懸吊結構П型布置、帶啟動循環(huán)泵，采用墻式切圓燃燒方式。投運后，受配煤摻燒工況影響，機組運行存在以下不足：機組基本具備干態(tài)范圍內(nèi)(40%～100%)Pe段的自動調(diào)節(jié)能力，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度存在一定的波動，大部分時候能夠滿足電網(wǎng)“兩個細則”的考核要求；不具備濕態(tài)范圍內(nèi)的自動深度調(diào)峰能力，濕態(tài)低負荷工況下機組控制切手動運行，主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度波動較大，影響機組低負荷下的安全穩(wěn)定運行。在機組進行運行優(yōu)化調(diào)整、部分設備改造的基礎上，從自動控制角度出發(fā)，對機組輔助調(diào)峰控制品質進一步優(yōu)化，滿足機組帶負荷能力達20%Pe工況的要求，且低負荷段AGC、一次調(diào)頻、干濕態(tài)自動轉換、機組協(xié)調(diào)100%投入要求；并提高機組輔助調(diào)峰能力，保證機組安全穩(wěn)定運行，提升機組發(fā)電效益。

3.1 常規(guī)負荷段協(xié)調(diào)控制優(yōu)化

常規(guī)負荷階段機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化根據(jù)負荷節(jié)點劃分為2個分段：(40%～100%)Pe段和干濕態(tài)轉換負荷點至40%Pe段，總體還是依托已有的以水煤比控制為核心的協(xié)調(diào)控制邏輯。在(40%～100%)Pe段，系統(tǒng)具有較大的調(diào)節(jié)裕量和調(diào)節(jié)空間，主要是采用對鍋爐主控、給水控制回路、水煤比控制等回路進行精細化調(diào)整，同時結合滑壓曲線優(yōu)化、煤質校正邏輯來滿足機組穩(wěn)態(tài)及變負荷工況下的控制要求。隨著負荷往40%Pe以下繼續(xù)降低，給煤量和給水量逐步達到最低穩(wěn)燃負荷，到了干態(tài)運行工況的下限，此時機組調(diào)節(jié)裕量逐漸減小直至沒有，爐內(nèi)熱負荷、蓄熱量、煙氣流量大幅度減小，系統(tǒng)抗擾動能力弱化，鍋爐響應特性也與高負荷時有所不同。此時投入等離子進行助燃保證爐膛不滅火，有針對性地優(yōu)化閉鎖及限制條件，對鍋爐主控、水煤比控制、給水控制、送引風控制、汽泵再循環(huán)、減溫水系統(tǒng)、煙氣擋板等回路采用變參數(shù)、多變量前饋等控制優(yōu)化手段，精細化整定調(diào)節(jié)參數(shù)，確?？刂浦笜藵M足機組控制需求。

3.2 低負荷段深度調(diào)峰協(xié)調(diào)控制優(yōu)化

超臨界機組干態(tài)與濕態(tài)運行方式差異很大。干態(tài)運行時機組為直流運行方式，機組協(xié)調(diào)控制邏輯以獲得最佳水煤配比為核心要素。濕態(tài)時機組以類亞臨界汽包機組方式運行，機組控制目標轉變?yōu)楸３纸o水流量不變，依托燃料量的改變實現(xiàn)負荷的增減，尋優(yōu)溢流閥開度控制分離器水位。由于分離器的蓄熱能力非常有限，蒸汽流量、機組負荷等參數(shù)的變化對分離器水位影響巨大，自動控制難度很大。機組在降低負荷至濕態(tài)運行工況時，經(jīng)歷干態(tài)、干濕態(tài)轉換、濕態(tài)等過程，常規(guī)控制方法和手段已不能滿足控制需求；因此，借助先進的控制技術、智能算法、專家經(jīng)驗來完成機組低負荷階段控制需求。具體為：采用預測控制作為核心控制環(huán)節(jié)，提前預測被調(diào)量變化趨勢，有效提前調(diào)節(jié)過程，提高機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的閉環(huán)穩(wěn)定性和抗擾動能力，采用神經(jīng)網(wǎng)絡算法建立機組被控對象模型，實時校正與機組控制系統(tǒng)密切相關的特性參數(shù)，提高控制的實時性，不斷向最優(yōu)目標逼近；根據(jù)機組運行人員實際操作習慣、設備設施實際運行狀態(tài)，結合專家智能算法，實現(xiàn)機組干濕態(tài)一鍵轉換控制。

為實現(xiàn)深度調(diào)峰下機組優(yōu)化控制目標，實現(xiàn)機組干濕態(tài)一鍵轉換以及濕態(tài)下的協(xié)調(diào)、汽溫自動控制，需有針對性地開展相關試驗，這是達成機組低負荷段協(xié)調(diào)控制投入的關鍵。通過對深度調(diào)峰變負荷過程中機組不同階段被控對象特性分析，主要開展的機組深度調(diào)峰系統(tǒng)熱態(tài)試驗包括并/切泵順控試驗、濕態(tài)工況下的手動摸底試驗、干濕態(tài)一鍵順控切換試驗及濕態(tài)變負荷試驗。在試驗過程中，要對機組的當前負荷、機組當前協(xié)調(diào)控制方式、主保護的投退、子系統(tǒng)運行狀態(tài)、重要參數(shù)數(shù)值及變化趨勢加以重點關注。例如：并/切泵順控試驗過程中關注水泵轉速的變化、給水流量的波動幅值、再循環(huán)管道振動情況；手動濕態(tài)摸底試驗時關注水泵運行狀態(tài)、再循環(huán)水流量、給煤磨組運行情況、等離子運行情況等；干濕態(tài)一鍵順控切換試驗時關注爐水循環(huán)泵及其相關電動門狀態(tài)、貯水箱溢流控制閥狀態(tài)、貯水箱液位控制閥狀態(tài)、貯水箱管路電動門狀態(tài)等；濕態(tài)變負荷試驗時關注主給水流量低、貯水箱液位高、火檢冷卻風母管壓力低、水冷壁溫高、空預器出口一次風壓力低等主保護的投退狀態(tài)。通過升降負荷反復試驗獲取機組深度調(diào)峰變負荷過程中重要狀態(tài)轉換點的機組負荷值和各狀態(tài)段機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)相關控制參數(shù)，建立精確的機組被控對象模型并尋優(yōu)最佳模型參數(shù)，結合預測控制算法、專家經(jīng)驗，設計出能夠滿足機組深度調(diào)峰低負荷濕態(tài)運行、能夠與機組干態(tài)控制邏輯無縫鏈接、能夠與已有邏輯進行無擾切換的機組深度調(diào)峰協(xié)調(diào)控制策略。機組干態(tài)至30%Pe(180 MW)、自動干濕轉換以及濕態(tài)至20%Pe(120 MW)深度調(diào)峰運行控制曲線分別如圖1—圖6所示。

機組在干態(tài)至30%Pe變負荷過程中(圖1所示)，主蒸汽壓力最大動態(tài)偏差為0.4 MPa，穩(wěn)態(tài)偏差在0.3 MPa以內(nèi)，主蒸汽溫度最大偏差在±4 ℃以內(nèi)。機組干濕態(tài)轉換自動完成(圖2—圖4所示)，其中“干轉濕”一鍵順控在13 min內(nèi)完成，“濕轉干”一鍵順控在12 min內(nèi)完成，整個過程非常平穩(wěn)?！案赊D濕”過程中溢流閥沒有開啟，轉為濕態(tài)運行后負荷下降25 MW左右；“濕轉干”過程中切為干態(tài)后機組負荷上升30 MW左右，過熱度控制在20 ℃左右，整個過程中壁溫溫升率控制在10 ℃/min之內(nèi)，滿足機組安全運行要求。機組濕態(tài)變負荷及深度調(diào)峰20%Pe穩(wěn)定運行6 h以上過程中(圖5所示)，主蒸汽壓力控制無振蕩和過調(diào)，最大動態(tài)偏差為0.36 MPa，穩(wěn)態(tài)偏差在0.25 MPa以內(nèi)，分離器水位波動在-1.5～+2.2 m之間，無明顯振蕩和過調(diào)，溢流閥在整個過程中開度為0。機組濕態(tài)協(xié)調(diào)運行模式下變負荷過程中(圖6所示)，以3 MW/min速率進行變負荷試驗，主蒸汽壓力動態(tài)偏差控制在0.4 MPa以內(nèi)，分離器水位波動在-2.5～+2 m之間，無明顯振蕩和過調(diào)，調(diào)節(jié)過程非常穩(wěn)定，溢流閥在整個過程中開度為0。整個試驗過程實現(xiàn)了全程協(xié)調(diào)控制投入，不開溢流，不開旁路，達成了干濕態(tài)一鍵自動轉換的目標，機組在20%Pe下能夠安全穩(wěn)定連續(xù)運行6 h以上，且整個調(diào)節(jié)過程中主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、分離器水位等重要參數(shù)無明顯振蕩和過調(diào)，滿足電網(wǎng)深度調(diào)峰驗收要求。

圖1 機組干態(tài)至30% Pe變負荷試驗曲線(2022-06-23)Fig.1 Variable load test curves (2022-06-23)of the unit from dry state to 30% rated load

圖2 機組“干轉濕”自動切換試驗曲線(2022-06-26)Fig.2 Test curves(2022-06-26) of automatic switching from dry to wet states

圖3 機組“濕轉干”自動切換試驗曲線(2022-06-26)Fig.3 Test curves(2022-06-26) of automatic switching from wet to dry states

圖4 機組干濕態(tài)轉換中水冷壁壁溫變化率(2022-06-26)Fig.4 Change rates(2022-06-26) of water wall temperatures in the transition from dry to wet states of the unit

圖5 機組濕態(tài)協(xié)調(diào)控制方式下降至20% Pe控制曲線(2022-06-25)Fig.5 Control curves(2022-06-25) of the unit reducing to 20% rated load under the coordinated control mode

圖6 機組濕態(tài)協(xié)調(diào)控制方式下變負荷試驗曲線(2022-06-26)Fig.6 Variable load test curves(2022-06-26) of the unit under wet coordinated control mode

4 結束語

在燃煤機組深度調(diào)峰的大背景下，詳細分析了超臨界機組深度調(diào)峰需求、機組深度調(diào)峰低負荷段協(xié)調(diào)控制特性、深度調(diào)峰不同階段面臨的技術難度和設備改造要點，給出了常規(guī)負荷階段鍋爐主控、給水主控以及機組滑壓曲線優(yōu)化等精細化控制優(yōu)化手段，闡述了低負荷階段機組深度調(diào)峰所需開展的相關試驗以及試驗過程中關注的重點難點內(nèi)容。某600 MW超臨界機組深度調(diào)峰運行結果表明，優(yōu)化后的協(xié)調(diào)控制策略能夠實現(xiàn)機組20%Pe深度調(diào)峰全程協(xié)調(diào)投入，無需人為干預，干濕態(tài)一鍵自動轉換，參數(shù)運行穩(wěn)定，機組調(diào)節(jié)速率及參數(shù)變化能夠滿足電網(wǎng)調(diào)度要求，為同類型機組深度調(diào)峰協(xié)調(diào)控制策略優(yōu)化提供了有益參考，對超臨界機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的優(yōu)化和改進具有一定的指導意義。